ВОЗРАСТ МОЛОДОСТИ И ПРОФЕССИОНАЛЬНОЙ ЗРЕЛОСТИ
Обладая полным производственным циклом, Лукойл организует и контролирует всю производственную цепочку в основных сегментах своей деятельности: разведка и добыча; переработка, торговля и сбыт; нефтехимия; энергетика.
Как заявил в ноябре 2016 г президент Лукойла В. Алекперов, на ближайшие десять лет компания выбрала для себя три основных направления развития: модернизация технологий для повышения коэффициента извлечения нефти, концентрация усилий на трудноизвлекаемых запасах и глубоководная добыча.
Он также отметил, что одним из достижений Лукойла за 25 лет работы является открытие и освоение новой нефтяной провинции на Севере Каспия.
Глава компании подчеркнул: «Мы сегодня приняли для себя, что компания Лукойл - это российская, национальная и транснациональная компания, и мы будем работать на глобальном рынке».
Более 110 тыс человек объединяют свои усилия и талант, чтобы обеспечить результат и передовые позиции компании.
С особым вниманием руководство, акционеры и трудовые коллективы участвуют также в социально-культурном развитии территорий, на которых действуют предприятия Лукойла.
Чтобы понять, в чем же заключен феномен сотрудничества, предвосхищающий немалые производственные достижения и социальные заслуги компании, обратимся к истокам создания Лукойла и постараемся хотя бы частично ощутить 25-летнюю историю этого профессионального коллектива.
ПЕРЕЛИСТЫВАЯ ЛЕТОПИСЬ
Государственный нефтяной концерн «ЛангепасУрайКогалымнефть» («ЛУКойл») был создан постановлением Совета Министров СССР № 18 от 25 ноября 1991 г.
Первоначально в новом нефтяном концерне были объединены три нефтедобывающих предприятия - «Лангепаснефтегаз», «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз», а также перерабатывающие предприятия - «Пермнефтеоргсинтез», Волгоградский и Новоуфимский нефтеперерабатывающие заводы.
5 апреля 1993 г на базе государственного концерна было создано акционерное общество открытого типа «Нефтяная компания «Лукойл».
В 1995 г в соответствии с постановлением Правительства РФ № 861 от 1 сентября 1995 г в уставный капитал Лукойла переданы контрольные пакеты акций девяти нефтедобывающих, сбытовых и сервисных предприятий в Западной Сибири, на Урале и в Поволжье.
В 1997 г создан «Лукойл-Нефтехим», под управлением которого находится ряд нефтехимических предприятий - «Ставролен», «Саратоворгсинтез» и др.
В 2000 г компания приобрела американскую корпорацию Getty Petroleum Marketing Inc и получила контроль над сетью автозаправочных станций в США, впервые выйдя на американский розничный рынок нефтепродуктов.
В 2001 г произошли очередные крупные приобретения – ОАО «Ямалнефтегаздобыча», ОАО «Архангельскгеолдобыча», Локосовский ГПЗ.
В 2004 г Лукойл стал полностью частной компанией.
25 января 2006 г в Каспийском море на лицензионном участке «Северный» (220 км от Астрахани) открыта первая поисковая скважина будущего нефтегазоконденсатного месторождения, названного в честь известного нефтяника В. Филановского.
Это месторождение - самое крупное из всех открытых в стране за последние 25 лет и второе введенное компанией в эксплуатацию на российском шельфе Каспийского моря.
Извлекаемые запасы этого месторождения по категории С1+С2 оцениваются в 129 млн т нефти и 30 млрд м3 газа. Проектный уровень добычи составляет 6 млн т нефти в год.
31 октября 2016 г Президент России В. Путин непосредственно на объекте дал старт промышленной эксплуатации месторождения имени В. Филановского.
Более половины запасов нефти компании сконцентрировано в Западной Сибири.
Основным оператором добычи здесь является ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ведущее производственную деятельность в Сургутском, Нижневартовском, Кондинском и Советском районах Ханты-Мансийского автономного округа, а также в Ямальском и Тазовском районах Ямало-Ненецкого автономного округа.
Около половины запасов природного газа находится на месторождениях компании, расположенных на Гыданском полуострове Ямало-Ненецкого АО.
Резюмируя, скажем, что сегодня Лукойл является крупнейшей частной компанией России.
Таким образом, если внимательно вчитываться в летопись, которая детально ведется на корпоративных сайтах компании и ее дочерних предприятий, становится очевидным, что идеология и практика постоянного конструктивного сотрудничества – это стержневая линия повседневного поведения и принципиальная стратегическая политика Публичного акционерного общества «ЛУКОЙЛ».
Ныне в деятельности Лукойла повсюду видятся реальные ориентиры создания и поддержания устойчивых производственных, коммерческих, социальных коммуникаций. Данный факт воодушевляет, обнадеживает и вселяет уважение к коллективу компании.
Добавим к этому, что сотрудничать с Лукойлом, безусловно, ответственно в профессиональном плане и престижно для репутации партнеров.
НАДЕЖНОЕ ПАРТНЕРСТВО – ГАРАНТИЯ УСПЕХА
Тема надежного партнерства всегда привлекает внимание аналитиков и предпринимательского сообщества.
Способствует этому и журналистская любознательность, позволяющая раскрыть и показать необходимые образцы для подражания.
Для меня наиболее близки примеры из производственной сферы.
Например, конкретное сотрудничество проявляется в процессе оснащения объектов электроэнергетики и нефтегазовой отрасли технологическим оборудованием комплексной газоподготовки.
Скажем прямо: если Лукойлу - заглавному субъекту такого сотрудничества - в ноябре 2016 г исполнилось аж четверть века, то у одного из сотен его партнеров, российской компании ЭНЕРГАЗ, традиции устойчивых партнерских отношений складываются с предприятиями компании лишь несколько лет.
Много это или мало, и что сделано за этот период, оценим по результатам.
Из всех 240 модульных технологических установок подготовки и компримирования газа, поставленных и введенных в промышленную эксплуатацию ЭНЕРГАЗом за его 9-летнюю историю, на предприятиях Лукойла действуют или готовятся к пуску 48 установок.
Перечислим проекты «Энергаз для Лукойла» по направлениям (см. таблицу):
1. Энергоцентры и электростанции собственных нужд месторождений.
2. Объекты по сбору и транспортировке газа.
3. Генерирующие объекты в промышленной электроэнергетике.
.jpg)
Практика вновь и вновь убеждает нас, что в основе результативного сотрудничества всегда лежат два фактора, определяющих развитие партнерства – это профессионализм сторон и четко осознаваемая ответственность за исполнение взаимных обязательств.
Именно на таком фундаменте вырастает долговременное и надежное сотрудничество, когда партнеры понимают друг друга, что называется, с полуслова, а оперативное взаимодействие, например, для устранения любой нештатной ситуации, только подтверждает истинность наработанных принципов профессиональных взаимоотношений.
Расскажем о нескольких проектах из приведенной выше таблицы.
Парогазовая установка ПГУ-235 Центральной ТЭЦ Астрахани (ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго») оснащена высокоэффективным оборудованием российских и зарубежных производителей.
В составе станции: 4 газотурбинные установки LM6000 PF Sprint производства General Electric номинальной мощностью по 47 МВт; 4 котла-утилизатора производства ЗАО «Энергомаш» (г. Белгород); 2 паровые турбины производства ОАО «Калужский турбинный завод» номинальной мощностью по 23 МВт.
Установленная электрическая мощность парогазовой установки - 235 МВт, тепловая мощность - 80 Гкал/час. Среди условий достижения проектных показателей КПД газотурбинных установок компании «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» и «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» выделяют качественную подготовку топливного газа.
В состав системы подготовки топлива «ЭНЕРГАЗ» для ПГУ-235 входят: блок подготовки топливного газа (БПТГ) марки GS-FME-4400/12 и дожимная компрессорная станция (ДКС) из четырех установок EGSI-S-150/1400 WA.
Технологические параметры компрессорных установок в сочетании с возможностями БПТГ гарантируют необходимую очистку, осушку и повышение давления газа до рабочего уровня 4,9 МПа.
Система «ЭНЕРГАЗ» дополнительно оснащена измерительным комплексом для коммерческого учета газа (с двумя линиями измерения полного расхода и линией измерения малого расхода), а также потоковым хроматографом для определения состава и теплотворной способности газа.
Управление газоподготовкой и газоснабжением ПГУ-235 осуществляется через САУ газового хозяйства (САУ ГХ) от компании ЭНЕРГАЗ.
САУ ГХ объединяет в единый комплекс локальные системы автоматизированного управления ДКС и БПТГ, релейные щиты автоматики воздушной компрессорной станции и азотного генератора, шкафы управления и автоматизированное рабочее место оператора.
Таким образом, реализуется функция контроля и регулирования всем технологическим оборудованием газоснабжения.
Ранее ЭНЕРГАЗ оснастил системой подготовки газа еще один объект ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго» - ПГУ-110 Астраханской ГРЭС.
Установка подготовки нефти «Варандей» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» предназначена для обезвоживания и обессоливания нефти, поступающей с Варандейского, Торавейского, Тобойского, Мядсейского, Перевозного и других месторождений с целью получения товарной нефти первой группы качества.
Кроме того, здесь же производится переработка некондиционной нефти, возвращаемой с берегового резервуарного парка (БРП) и поступающей с концевых сооружений нефтепровода ЦПС «Южное Хыльчую» – БРП «Варандей».
На площадке УПН действует оборудование для утилизации попутного нефтяного газа низких ступеней сепарации, поставленное и введенное в эксплуатацию компанией ЭНЕРГАЗ.
Рациональное использование ПНГ на объекте (в максимально возможном объеме) обеспечивает компрессорная станция низкого давления. КС в составе трех дожимных установок типа EGSI-S-60/60 A осуществляет доочистку, компримирование и закачку ПНГ в транспортный газопровод.
Установки разработаны по специальному проекту, который учитывал экстремальные условия эксплуатации, удаленность объекта (Ненецкий АО), состав и практически нулевое давление газа на всасывании (0…0,001 МПа).
Технические специалисты ЭНЕРГАЗа в тяжелых климатических условиях в сжатые сроки выполнили комплекс работ по запуску компрессорного оборудования: монтаж, наладку, индивидуальные испытания, комплексную функциональную проверку в составе УПН.
На Ватьёганском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» функционирует газотурбинная электростанция. ГТЭС расположена в районе г. Когалым Ханты-Мансийского автономного округа и является одной из самых крупных ЭС собственных нужд компании Лукойл.
Станция состоит из шести энергоблоков ЭГЭС-12С-01 (ЗАО «Искра-Энергетика») на базе газовых турбин ГТУ-12ПГ-2 производства АО «Авиадвигатель» мощностью по 12 МВт.
Общая электрическая мощность станции составляет 72 МВт.
В составе ГТЭС-72 действует дожимная компрессорная станция ангарного типа от компании ЭНЕРГАЗ.
ДКС состоит из 4 компрессорных установок (КУ) марки EGS-S-400/1750WA, которые осуществляют доочистку, компримирование и подачу попутного нефтяного газа в турбины.
Производительность каждой КУ - 12 800 м3/ч, давление газа на входе составляет 0,15 МПа, на нагнетании - 2,7 МПа.
Три аналогичные установки выполняют подготовку ПНГ в качестве топлива для еще одной электростанции Лукойла на территории ХМАО – ГТЭС мощностью 48 МВт на Тевлинско-Русскинском месторождении.
Буденновская ТЭС «ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго» в 2015 году введена в промышленную эксплуатацию на площадке газохимического комплекса «Ставролен». Это крупнейший объект распределенной генерации юга России. Строительство провело ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг».
Новая станция возведена на базе современной парогазовой установки, которая обладает проектной электрической мощностью 135 МВт и тепловой мощностью 40 Гкал/час.
В её состав входят две газотурбинные установки Siemens типа Industrial Trent 60 WLE (прежнее название ГТУ - Rolls-Royce Trent 60 WLE) номинальной мощностью по 64 МВт, два котла-утилизатора ПК-93 (ОАО «ЗИО» Подольск) и паровая турбина Siemens SST-400.
В итоге, сформирована энергетическая структура, которая осуществляет надежное электроснабжение резидентов Буденновского технопарка, повысила промышленный потенциал восточной зоны Ставропольского края, а также полностью обеспечивает потребности ГХК «Ставролен» в электрической и тепловой энергии.
Основным топливом для ПГУ станет попутный нефтяной газ с месторождений ЛУКОЙЛа в российском секторе Каспийского моря.
Подготовку (доочистку, компримирование) и подачу газа в турбины под необходимым рабочим давлением 5,8 МПа обеспечивает дожимная компрессорная станция.
ДКС состоит из трех компрессорных установок типа EGSI-S-100/1000WA, две из которых работают в постоянном режиме, третья – в «горячем» резерве.
Производительность каждой КУ – 815 м3/ч.
Особенность технологического процесса – перепад давления газа на входе.
Для поддержания постоянного уровня давления компрессорные установки модернизированы – в блок-модуль каждой КУ встроен узел редуцирования.
Проектные параметры газа по чистоте обеспечивают дополнительные элементы системы фильтрации – внешние фильтры-сепараторы с автоматической дренажной системой и насосом откачки конденсата.
Поэтапный ввод в эксплуатацию дожимной компрессорной станции топливного газа выполнили инженеры ООО «СервисЭНЕРГАЗ» (группа компаний ЭНЕРГАЗ).
На Ярегском нефтетитановом месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» возводится энергоцентр собственных нужд на базе ГТУ-ТЭЦ. Проект осуществляется в рамках масштабного освоения промысла.
Его реализация позволит обеспечить электроэнергией и паром объекты Ярегского месторождения, а также покрыть нужды Ухтинского нефтеперерабатывающего завода.
Установленная электрическая мощность ГТУ-ТЭЦ составляет 75 МВт, тепловая - 79,5 Гкал/ч.
Генерирующее оборудование включает 3 энергоблока ГТЭС-25ПА производства АО «Авиадвигатель», каждый из которых выполнен на основе газотурбинной установки ГТЭ-25ПА мощностью 25 МВт.
Для выдачи тепловой мощности на ГТУ-ТЭЦ установлены три котла-утилизатора.
Топливом для энергоцентра «Ярега» является природный газ Курьино-Патраковского газоконденсатного месторождения.
Необходимое качество газа с проектными параметрами по чистоте, температуре, давлению и расходу обеспечит многофункциональная система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ», в состав которой входят дожимная компрессорная станция и пункт подготовки газа.
Блочный пункт подготовки газа (БППГ) производства ООО «БелгородЭНЕРГАЗ» представляет собой технологическую установку с максимальной интеграцией элементов на единой раме.
Основное назначение - измерение расхода и фильтрация газа. БППГ укомплектован двухлинейным узлом коммерческого учета (с ультразвуковыми расходомерами) и блоком фильтрации.
Степень очистки газа составляет 100% для жидкой фракции и 99,8% для твердых частиц размером более 10 мкм. При этом содержание механических примесей – не выше 0,001 г/м3.
Дополнительный функционал – стабилизация давления газа.
С этой целью БППГ оснащен системой редуцирования. В комплект поставки также входит подземный дренажный резервуар для сбора газового конденсата, снабженный датчиком уровня и насосом для откачки конденсата.
Производительность БППГ - 15 780 кг/час (21 540 м3/ч).
После предварительной подготовки поток газа направляется в дожимную компрессорную станцию.
ДКС компримирует газ до рабочего давления в диапазоне 4,5…5 МПа и подает его в турбины ГТУ-ТЭЦ.
Состоит из четырех компрессорных установок EGSI-S-165/1500WA винтового типа.
Производительность каждой КУ составляет 7 890 кг/час (10 770 м3/ч).
Расход газа корректируется двухуровневой системой регулирования производительности.
Система газоподготовки разработана по специальному проекту.
Коэффициент заводской готовности при поставке и надежности в эксплуатации – 0,98.
За эффективный контроль, управление и безопасную эксплуатацию этого технологического оборудования отвечает система автоматизированного управления – САУ газоснабжения (САУ ГС).
САУ ГС – это полнокомплектная двухуровневая система, основными элементами которой являются локальные системы управления ДКС и БППГ, шкаф управления, автоматизированное рабочее место оператора, пульт аварийного останова.
Внутреннее и внешнее соединения осуществляются при помощи сети Ethernet и протоколов S7-connection и Profibus.
Ввод системы газоподготовки и САУ ГС в действие выполняет компания ЭНЕРГАЗ.
Энергоцентр «Ярега» - это уже второй объект собственной генерации, построенный ООО «ЛУКОЙЛ-Энергоинжиниринг» на территории Республики Коми и выполненный с использованием отечественных инновационных технологий.
Ранее в текущем году был введен в эксплуатацию энергоцентр на Усинском нефтяном месторождении – ГТУ-ТЭЦ установленной мощностью 100 МВт.
В составе этой станции также действует система подготовки газа «ЭНЕРГАЗ».
Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» относится к наиболее перспективным промыслам Большехетской впадины (Ямало-Ненецкий автономный округ).
В рамках масштабного освоения здесь построен ряд производственных объектов: установка подготовки нефти, установка комплексной подготовки газа, установки деэтанизации и стабилизации конденсата.
Промысел оснащается также компрессорной станцией нефтяного газа (КСН) для сбора и транспортировки ПНГ.
В составе КСН будут действовать девять компрессорных установок различного типа и назначения:
- компрессорная установка низкого давления ДККС-2160-1/4-8. КУ производительностью 101…2160 м3/ч предназначена для компримирования ПНГ второй ступени сепарации нефти от УПН и газа с концевой сепарационной установки;
- 4 блочно-модульные компрессорные установки марки EGSI-S-200/1400WA для компримирования попутного газа, поступающего с первой ступени сепарации нефти. Производительность каждой КУ – 16 180 м3/ч;
- дожимная компрессорная установка ДККС-16800-1/19,6-30 винтового типа. Расход газа - 4 660…18 025 м3/ч. Функционал этой КУ - компримирование газа от установки деэтанизации конденсата;
- 3 поршневые компрессорные установки ДККС-31000-3/30-110 производительностью по 34 240 м3/ч. КУ на базе поршневых четырёхрядных одноступенчатых компрессоров SuperiorTM WH74 будут компримировать до 11 МПа нефтяной газ от различных объектов месторождения для последующей транспортировки на УКПГ.
Всё оборудование спроектировано с учетом экстремальных условий эксплуатации (минимальная температура воздуха – минус 56°С, средняя температура наиболее холодной пятидневки – минус 46°С).
Режим работы – автоматический, непрерывный.
Для измерения расхода ПНГ каждая компрессорная установка дополнительно укомплектована узлом учета газа.
Все КУ поставила и вводит в эксплуатацию компания ЭНЕРГАЗ.
ЭТАЛОННЫЙ ПРИМЕР И ОБРАЗЕЦ ДЛЯ ПОДРАЖАНИЯ
В перечисленных примерах названы десятки компаний и предприятий, взаимодействующих с Лукойлом.
В реальной жизни их сотни.
Для одних это единичные проекты, для других (имеющих более узкую профессиональную специализацию) такое долговременное сотрудничество с генеральным заказчиком является важнейшим компонентом повседневной деятельности и собственного перспективного развития.
Поэтому сегодня отрадно констатировать: Лукойл и его дочерние предприятия, выбирая исполнителей своих заказов, всегда стремятся демонстрировать открытость, объективность, максимальную конкретность требований и обязательств, что в конечном итоге создает необходимую атмосферу для взаимного общего успеха всех сторон, занятых в реализации различных проектов компании.
В заключение подчеркнем, что в деятельности ведущих нефтегазодобывающих и энергетических компаний не бывает второстепенных проектов (при всем многообразном спектре и разновеликих объемах производственного сотрудничества).
Успех дела всегда решает взаимодействие и гармоничное сочетание возможностей партнеров в поставках технологического оборудования.
Это во многом обеспечивает качественное создание, эффективную и надежную эксплуатацию производственного объекта любой сложности.
Деятельность Лукойла в организации и достижении подобного сотрудничества – своего рода эталонный пример и образец для подражания.
И это уже незыблемое правило.
Такой вывод дает нам еще один добрый повод искренне поздравить этот коллектив с юбилеем и пожелать всем «лукойловцам» дальнейших успехов, высоких результатов, энергии и целеустремленности.
Вместе с традициями надежного сотрудничества – в добрый путь, ЛУКОЙЛ!
Станислав Барышев, журналист
